La Energía en España 2014

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1 La Energía en España 2014 GOBIERNO DE ESPAÑA MINISTERIO DE INDUSTRIA, ENERGÍA Y TURISMO SECRETARÍA DE ESTADO DE ENERGÍA

2 LA ENERGÍA 2014 EN ESPAÑA GOBIERNO DE ESPAÑA MINISTERIO DE INDUSTRIA, ENERGÍA Y TURISMO SECRETARÍA DE ESTADO DE ENERGÍA

3 Fotografías de cubierta: Fotografías 1, 10: Enagás Fotografía 3: Foro de la Industria Nuclear Española Fotografías 6, 8: Red Eléctrica de España Fotografías 2, 4, 5, 7, 9: Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) Catálogo de Publicaciones de la Administración General del Estado MINISTERIO DE INDUSTRIA, ENERGÍA Y TURISMO SECRETARÍA GENERAL TÉCNICA SUBDIRECCIÓN GENERAL DE DESARROLLO NORMATIVO, INFORMES Y PUBLICACIONES CENTRO DE PUBLICACIONES Panamá, Madrid Tels.: / / Fax: D.L.: M ISSN (papel): ISSN (en línea): NIPO (papel): NIPO (en línea): Diseño de cubierta: S.E. de Energía Papel: Exterior: Offset ecológico (70.100/300) Interior: Offset ecológico (65.90/100) (Certificados EFC y FSC) Maquetación: DISCRIPT PREIMPRESIÓN, S. L. Impresión: DISCRIPT PREIMPRESIÓN, S. L. ECPMINETUR: 1.ª Ed./150/1015

4 ÍNDICE INTRODUCCIÓN: ÁMBITO DE ACTUACIÓN DEL MINISTERIO DE INDUSTRIA, ENERGÍA Y TURISMO SITUACIÓN Y PERSPECTIVAS INTERNACIONALES Mercados energéticos internacionales según la AIE Política energética de la Unión Europea en DEMANDA DE ENERGÍA EN ESPAÑA Demanda de energía final Demanda de energía primaria Produccion interior de energía primaria y grado de autoabastecimiento SECTOR ELÉCTRICO Demanda eléctrica Oferta eléctrica Evolución del mercado de producción de la electricidad Evolución de peajes y tarifas eléctricas y comparación con otros países Relación de normativa SECTOR NUCLEAR Generación eléctrica de origen nuclear Primera parte del ciclo del combustible nuclear Segunda parte del ciclo del combustible nuclear Fabricación de equipos Centrales nucleares paralizadas y desmantelamiento de instalaciones I+D Normativa aprobada Aplicación de salvaguardias integradas a las instalaciones nucleares españolas Actividad de organismos internacionales SECTOR CARBÓN Situación actual Estructura del sector La política carbonera en el año, en España y en la UE Actividad del Instituto para la Reestructuración de la Minería del Carbón y Desarrollo Alternativo de las Comarcas Mineras INVESTIGACIÓN Y EXPLOTACIÓN INTERIOR DE HIDROCARBUROS Investigación de hidrocarburos Explotación de hidrocarburos Almacenamiento subterráneo de gas natural

5 ÍNDICE 7. SECTORES GAS NATURAL Y PETRÓLEO Sector gas natural Sector petróleo EFICIENCIA ENERGÉTICA, COGENERACIÓN Y ENERGÍAS RENOVABLES Eficiencia energética Cogeneración Energías renovables Desarrollo normativo ENERGÍA Y MEDIO AMBIENTE Ámbito internacional Unión Europea Ámbito nacional INVESTIGACIÓN Y DESARROLLO EN EL SECTOR ENERGÉTICO Estrategia española de ciencia, tecnología e innovación Energía segura, sostenible y limpia Dirección General de Innovación y Competitividad. Subdirección General de Colaboración Público-Privada Dirección General de Investigacion Cientifica y Técnica. Subdirección General de Proyectos de Investigación y Subdireccion General de Proyectos Internacionales Centro de Desarrollo Tecnológico Industrial (CDTI) Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT) Centro Nacional de Energías Renovables (CENER) Centro Nacional de Experimentación de Tecnologías de Hidrógeno y Pilas de Combustible (CNH2) REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA Redes eléctricas. Realizaciones en Redes gasistas. Realizaciones en Almacenamiento de reservas estratégicas de productos petrolíferos Planificación de las infraestructuras de transporte de energía ANEXO ESTADÍSTICO Y METODOLOGÍA

6 INTRODUCCIÓN: ÁMBITO DE ACTUACIÓN DEL MINISTERIO DE INDUSTRIA, ENERGÍA Y TURISMO INTRODUCCIÓN: ÁMBITO DE ACTUACIÓN DEL MINISTERIO DE INDUSTRIA, ENERGÍA Y TURISMO Competencias: Las competencias sobre energía de la Administración General del Estado se incluyen en las del Ministerio de Industria, Energía y Turismo por Real Decreto 1823/2011 de 21 de diciembre, cuya estructura orgánica básica se estableció por R. D. 1887/2011 de 30 de diciembre, desarrollada por R.D. 344/2012 de 10 de febrero y modificada parcialmente por Real Decreto 425/2013, de 14 de junio. De la Secretaría de Estado de Energía depende la Dirección General de Política Energética y Minas, cuya estructura es: Subdirección General de Energía Eléctrica. Subdirección General de Energía Nuclear. Subdirección General de Hidrocarburos. Subdirección General de Minas. Dentro de éste, en la Secretaría de Estado de Energía, a la que corresponde, entre otras, las siguientes competencias en materia energética: La elaboración de las normas en materia energética y minera de acuerdo con la legislación vigente. Subdirección General de Planificación Energética y Seguimiento. Organismos adscritos al Ministerio de Industria, Energía y Turismo: A través de la la Secretaría de Estado de Energía, La elaboración de las propuestas sobre regulación de la estructura de tarifas, precios de productos energéticos y peajes de acuerdo con la legislación vigente. La formulación de propuestas para la conservación y ahorro de energía, fomento de energías renovables y planificación en materia energética. La elaboración y, en su caso, aplicación de las medidas dirigidas a asegurar el abastecimiento energético. De la Secretaría de Estado de Energía depende la Subdirección General de Relaciones Energéticas Internacionales. Instituto para la Reestructuración de la Minería del Carbón y Desarrollo Alternativo de las Comarcas Mineras. Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). Sus funciones son el fomento de la eficiencia energética y de las energías renovables. Corresponde a la Secretaría de Estado de Energía la tutela sobre Empresa Nacional de Residuos Radiactivos (ENRESA) y sobre la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (CORES), órgano de gestión y mantenimiento de existencias mínimas de seguridad de petróleo y productos petrolíferos. 5

7 INTRODUCCIÓN: ÁMBITO DE ACTUACIÓN DEL MINISTERIO DE INDUSTRIA, ENERGÍA Y TURISMO Dentro de la Administración, otros organismos que se relacionan con los temas energéticos son: El Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT): Sus funciones son la investigación y desarrollo de nuevas tecnologías energéticas, junto con la participación en programas internacionales de este ámbito. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) tiene funciones de supervisión y control del correcto funcionamiento de los mercados de electricidad y de gas natural. El Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), organismo independiente de la Administración, es competente en materia de seguridad nuclear y protección radiológica. 6

8 1. SITUACIÓN Y PERSPECTIVAS INTERNACIONALES

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10 SITUACIÓN Y PERSPECTIVAS INTERNACIONALES En este primer capítulo, se explican los principales aspectos de la evolución de los mercados energéticos internacionales durante los últimos años de acuerdo con los análisis efectuados por la Agencia Internacional de la Energía y otros Organismos Internacionales. Asimismo, se incluyen las principales novedades en la legislación comunitaria en materia de energía, los objetivos de política energética europea para 2030 y se recogen las medidas establecidas en la UE para reforzar la seguridad energética. 1.1 MERCADOS ENERGÉTICOS INTERNACIONALES SEGÚN LA AIE A continuación, se resumen los principales asuntos recogidos en el World Energy Outlook del año 2014, publicado por la Agencia Internacional de la Energía (AIE). Contexto general La presente situación de ausencia de problemas de suministro y de bajos precios va a ser temporal. La seguridad energética seguirá estando entre los asuntos más prioritarios en la agenda política internacional. La preocupación en Oriente Medio no se limita sólo a la situación de inestabilidad prolongada y creciente en la zona, sino a las dudas sobre su capacidad para poder atender la demanda potencial futura. Es cierto que a pesar de ello el grueso de las exportaciones (caso de Irak) está llegando a su destino, pero el problema es que la difícil situación geopolítica retrae las inversiones necesarias para incre- mentar su potencial exportador. Las consecuencias podrán verse en unos 10 años, que es el tiempo de maduración de las mismas. Pero no hay que perder de vista que el crecimiento de la producción de petróleo depende cada vez más de esta región, sobre todo para los países asiáticos, que en 2040 importarán dos de cada tres barriles de crudo comercializados internacionalmente. Para los mercados del gas la actual situación es transitoria. Las soluciones resultantes para Ucrania son temporales y persistirán las preocupaciones por una garantía de suministro que resulta vital para muchos países europeos. También aquí, la cuestión es si se realizarán las inversiones necesarias en tiempo útil y de la manera más adecuada, considerando los factores geopolíticos. Las emisiones de gases de efecto invernadero van a tener un papel importante en las perspectivas energéticas. La COP 21 de París de 2015, abre grandes expectativas si se consigue un gran consenso en las responsabilidades. China por sí sola será responsable del 60% del crecimiento de las emisiones, aunque su contribución está ya disminuyendo. Un problema mayor del carbón que de mantenerse con precios relativos bajos impulsarán su uso, incluso en países como EE.UU. Ello exige medidas correctoras (como la US Clean Act). Otro problema mayor es la aplicación de ayudas al consumo de combustibles fósiles (ronda la cifra de M$) y que impulsa mayores niveles de emisión de CO2, haciendo al sistema 9

11 SITUACIÓN Y PERSPECTIVAS INTERNACIONALES energético más ineficiente. En comparación, las ayudas a las renovables apenas alcanzan la cuarta parte. La eficiencia energética es una herramienta fundamental para aliviar la presión del suministro de energía y puede mitigar en parte los impactos en la competitividad de las disparidades de precios entre regiones. Las políticas de eficiencia energética (incluidas las de EE.UU., Europa o China tienen capacidad para influir en los mercados, por su elevado impacto en la reducción de la demanda energética. Los nuevos esfuerzos en materia de eficiencia energética tendrán el efecto de reducir el crecimiento total de la demanda de petróleo en unos 23 millones de barriles /día (M b/d) en 2040 y las medidas, sobre todo en materia de generación eléctrica e industria, frenarán el crecimiento de la demanda de gas en billones de metros cúbicos (bcm). También pueden ayudar en parte a responder a la preocupación, en algunas regiones dependientes de las importaciones, de que los precios relativamente altos del gas natural y de la electricidad dejen a las industrias intensivas en energía en situación de desventaja competitiva. Demanda energética y costes En el «New Policies Scenario» (intermedio entre el 450 Scenario necesario para que la temperatura global suba 2ºC y el Current Policies Scenario que tiene en cuenta solamente las medidas en vigor a mediados de 2014) se analiza la tendencia de los mercados energéticos basada en la continuación de las políticas y medidas ya implantadas así como las propuestas políticas adoptadas formalmente. En este escenario, la demanda global de energía primaria aumentará un 37% en 2040 en comparación con 2014, según el escenario central elaborado por la AIE, lo que, añadirá más presión al sistema energético global, aun así, la AIE incide en que esta presión sería aún mayor si no fuera por las medidas de eficiencia para contener el crecimiento de la demanda global. El escenario previsto por la agencia prevé que la demanda de carbón y petróleo, dos de los tres combustibles fósiles, se estancará en general en 2040, aunque en ambos casos pero con diferentes tendencias entre países. La demanda energética en el área OCDE que se ha mantenido plana en los últimos años se espera tenga el mismo comportamiento en el futuro, aunque con ciertos cambios en su dinámica según países. El gas natural superará al petróleo convirtiéndose en la primera fuente de energía en la mayoría de países OCDE, liderados por EE.UU., mientras que la cuota del carbón se reducirá. Un caso especial es China que absorberá la mitad del crecimiento de la demanda energética en 2040, aunque su creciente demanda de energía se está reduciendo paulatinamente. En efecto, si en los últimos 10 años veíamos crecimientos del 8-8,5%, en los 2 últimos se mantiene en torno al 5% debido a: la aplicación de medidas eficaces de eficiencia energética, menor crecimiento económico y signos de saturación en el crecimiento de la población. Será el «resto del mundo» (países no-ocde y China) quienes protagonicen el crecimiento de 10

12 SITUACIÓN Y PERSPECTIVAS INTERNACIONALES la demanda en el horizonte de 2040, destacando La India, los países de Oriente Medio, los países del sudeste asiático (ASEAN) y el África Subsahariana. Hasta 2020, los exportadores habituales a los que se añadirán los recursos de EEUU («tight oil», sobre todo hasta los años 2020 con menores producciones a partir de entonces. Las tecnologías de energías renovables ganarán terreno con rapidez, apoyadas por los descensos de los costes y las ayudas. En cuanto a los costes ponderados de la energía soportados por los consumidores, las disparidades de los precios de la energía entre las distintas regiones persistirán (en los últimos años UE y Japón tenían precios dos/tres veces mayores que los de EE.UU; China, e India), Norteamérica seguirá siendo una región de coste relativamente bajo de aquí a 2040 y se predice una convergencia con los precios de China e India. Mercado del petróleo Se estima un crecimiento de la demanda mundial de 14 Mb/d de aquí a 2040,(hasta alcanzar los 104 Mb/d con algunos signos de disminución respecto del pasado) con el 75% del mismo para el sector del transporte (mayor motorización) a pesar de los esfuerzos en eficiencia desplegados en este sector por EE.UU., la UE, India, China y Japón. La cobertura de esta demanda, considerando el progresivo agotamiento de recursos en muchas partes del mundo (petróleo del mar del Norte, incluso en el caso de los mayores países productores actuales). Se plantea en varias fases: Entre 2020 y 2040 : Canadá (con producciones en aumento a medida que se mejore la tecnología de extracción sobre todo a partir del 2020) y Brasil que relevarán en este papel a EE.UU. A partir de 2020 Oriente Medio aunque seguirá manteniendo una posición relevante al suministrar más de la mitad de los 14 millones b/d en que crecerá la demanda, le será más difícil compensar el importante crecimiento de su demanda interna con una producción en declive. Irak es una incógnita por complicada situación por la que atraviesa y que pone en duda la realización de las inversiones necesarias ( millones $). Mercado del gas natural Se espera un crecimiento importante de este recurso a nivel mundial, desde los 300 bcm de 2012 a los 550bcm en 2040 y que se convertiría en el combustible más demandado y con el ritmo de crecimiento más rápido entre los combustibles fósiles. Las regiones que más empujan la demanda mundial de gas al alza son China y Oriente Medio, pero el gas también será el combustible líder en el mix energético de los países de la 11

13 SITUACIÓN Y PERSPECTIVAS INTERNACIONALES OCDE en torno a 2030, ayudado por nuevas reglamentaciones en Estados Unidos que limitan las emisiones en el sector eléctrico. A los productores tradicionales (Rusia, Oriente Medio y Norte de África) se añadirán nuevos exportadores: Australia, EE.UU, Canadá, Este de Asia y Oeste de África que entrarán con fuerza en este mercado con producciones crecientes, y aunque la producción de gas aumentará prácticamente en todas partes (Europa será la principal excepción) el gas no convencional representará casi un 60% del crecimiento del suministro mundial. La demanda seguirá experimentando crecimiento 6.000Mtoe en 2040 (cerca de un 15%), si bien a menores tasas que en el pasado (desde los Mtoe de 1980, pasando por los de 2010). Casi dos tercios de este aumento se registrarán durante los próximos diez años. El importante crecimiento de los últimos 10 años se reducirá por causas diversas: La demanda disminuirá en los países de la OCDE, incluido Estados Unidos, donde el uso de carbón para la generación de electricidad se reducirá en más de un tercio. La cuota de GNL crecerá en el comercio mundial lo que implicará mayores niveles de seguridad de suministro aunque la repercusión en los precios es al alza. El GNL no podrá, sin embargo, competir con el carbón en ausencia de regulación medioambiental más estricta. Mercado del carbón Aunque el carbón es abundante y su suministro seguro, su uso futuro estará limitado por las medidas para luchar contra la contaminación y reducir las emisiones de CO2. La adopción de tecnologías de generación de carbón de alta eficiencia, y de captura y almacenamiento de CO2 a más largo plazo, puede ser una estrategia para garantizar una transición fluida hacia un sistema eléctrico con bajas emisiones de CO2. China, la India, Indonesia y Australia representarán por sí solos más del 70% de la producción de carbón mundial en La demanda de carbón en China crecerá a menores ritmos por razones medioambientales, entre otras y se estabilizará en torno a los Mtoe (poco más del 50% del consumo mundial). India, con unos Mtoe de demanda en el horizonte de 2040 será otro de los principales consumidores (por delante de los Estados unidos a partir del 2030) y el mayor importador superando a China. Mercado eléctrico Tendrá un crecimiento importante. De los GW de potencia instalada actual llegará a los GW en Pero además hay que tener en cuenta los reemplazamientos de las instalaciones anticuadas y poco eficientes del parque de generación (estimado en un 40%) lo que implicaría añadir otros GW de aquí al

14 SITUACIÓN Y PERSPECTIVAS INTERNACIONALES El 85% del crecimiento de la demanda provendrá de los países no-ocde. Lo que puede proporcionar oportunidades para adecuar el mix de generación. La mitad del crecimiento de la demanda se cubrirá con renovables, elevando su participación en el mix hasta 1/3 en 2040, principalmente como efecto de las ayudas (unos M$ en 2013) que, no obstante, podrán rentabilizarse con la implantación de políticas bien diseñadas. La proporción de las renovables en el mix de la generación eléctrica crecerá más en los países de la OCDE, alcanzando el 37%. En países no pertenecientes a la OCDE, encabezados por China, India, América Latina y África, la generación a partir de fuentes renovables crecerá más del doble. Globalmente, la energía eólica ostentará el mayor crecimiento en materia de generación a partir de renovables (34%); le seguirán la energía hidráulica (30%) y la solar (18%). La integración tanto desde una perspectiva técnica como desde la perspectiva del mercado se volverá más difícil ya que son energías discontinuas. Dependiendo de las ayudas, y de la reducción de costes por economías de escala y mayores eficiencias en la curva de aprendizaje la producción de solar y eólica podría multiplicar su crecimiento. Se espera que el volumen de ayudas a estas energías se reduzcan de manera significativa a partir de 2030 La energía nuclear Es el sector energético seleccionado en esta edición del WEO La energía nuclear tiene características específicas que respaldan el compromiso de muchos países a mantenerla como una opción futura: Las centrales nucleares pueden contribuir a la fiabilidad del sistema eléctrico incrementando la diversidad de tecnologías de generación. Los países que importan energía pueden reducir así su dependencia externa y limitar su exposición a las variaciones de precio de los combustibles en los mercados internacionales. En un escenario de Baja Nuclear (Low Nuclear Case) donde con una disminución de la capacidad de producción mundial de un 7% con respecto a la capacidad actual los indicadores de seguridad energética tienen a deteriorarse en países que utilizan la energía nuclear. La energía nuclear es una de las pocas opciones disponibles para reducir las emisiones de CO2. Se calcula que la energía nuclear ha evitado la emisión de unas 56 gigatoneladas de CO2 desde La generación de origen nuclear permanece como un elemento esencial de las estrategias energéticas, incluso en países que se han comprometido a eliminar progresivamente esta tecnología y que deben proporcionar alternativas. El uso de biocombustibles será más del triple que el actual, alcanzando los 4,6 M b/d, y el uso de renovables para calefacción, más del doble. La potencia de generación crecerá casi un 60% (de 392GW en 2013 a 620 GW en 2040), aunque su participación en el mix eléctrico apenas crecerá 13

15 SITUACIÓN Y PERSPECTIVAS INTERNACIONALES un punto porcentual, hasta el 12%. La situación final será que la capacidad nuclear instalada en 2040 se repartirá por igual entre los países OCDE y los no-ocde. Este crecimiento Estará concentrado en países con mercados donde los precios están regulados, con China acaparando el 45% del mismo e India, Corea y Rusia, conjuntamente, sumando el 30%. La generación nuclear crecerá también en EE.UU. en un 16% (en los Estados con precios regulados), en Japón se reactivará, aunque no llegará hasta los hasta los niveles anteriores a Fukushima, mientras que en la UE se reducirá un 10%. India irrumpirá con 3 nuevos reactores ya en construcción hasta 30GW y junto con Corea del sur y Rusia representarán el 30% del crecimiento global. China, con 130 GW de nueva construcción, representará la mitad del crecimiento en nueva capacidad nuclear (actualmente hay 76 nuevas plantas proyectadas en todo el mundo, de ellas 30% en China). Se retirarán 200 reactores (de los 434 operativos existentes a finales de 2013), la gran mayoría de ellos en Europa, EE.UU,, Rusia y Japón. El problema de sustitución de esta potencia será serio especialmente en Europa. Además, muchos países no han previsto los fondos necesarios para realizar el «decomissioning» en un proceso muy costoso ( millones de $ hasta 2040) y donde existe una experiencia limitada. También se acrecentará el problema de los residuos nucleares, y tan sólo algunos países han empezado a disponer de almacenes temporales (Países Escandinavos, Francia, EE.UU.,...). Energía para moldear el futuro en el África Subsahariana Dentro de los temas especiales tratados en el WEO 2014 figura un Informe Especial que examina el sector de la energía en el África subsahariana. El informe se centra en la forma de acelerar el desarrollo económico y social en la región a través de las acciones del sector energético y la inversión, y examina las perspectivas de futuro del sector energético de la región, desglosado por combustible, el sector y la sub-región, y las cuestiones clave, como el papel de las energías renovables, en el suministro de soluciones de acceso a la electricidad. Se estima que 620 millones de personas en el África Subsahariana no tienen acceso a la electricidad, cuando este existe, es a menudo insuficiente, poco fiable y entre los más caros del mundo. La biomasa sólida es el principal recurso que en muchos casos genera una contaminación atmosférica grave. Aunque El África Subsahariana representa un 13% de la población mundial, pero solo el 4% de la demanda energética mundial (más de la mitad de la cual es biomasa). Para 2040, el tamaño de la economía de la región se cuadriplicará, la población casi se duplicará y la demanda de energía crecerá en torno a un 80%. La potencia instalada de generación eléctrica se multiplicará por cuatro (casi la mitad procedente energías renovables sobre todo para sistemas de mini-redes o sistemas aislados en áreas rurales). En general, casi 1000 millones de personas lograrán tener acceso a la electricidad, pero más de 500 millones seguirán sin ella en 2040.La región 14

16 SITUACIÓN Y PERSPECTIVAS INTERNACIONALES es rica en recursos energéticos, pero están muy poco desarrollados. Casi un 30% de los descubrimientos mundiales de gas y petróleo realizados durante los últimos cinco años tuvo lugar en esta región, que también está dotada de inmensos recursos energéticos renovables, especialmente solares e hidráulicos, así como también eólicos y geotérmicos. Una mejor gestión de los recursos e ingresos energéticos. 1.2 POLÍTICA ENERGÉTICA DE LA UNIÓN EUROPEA EN Nueva legislación energética La producción de Nigeria, Angola y una multitud de productores más pequeños significa que el África Subsahariana seguirá siendo un centro importante de suministro de petróleo mundial, pese a que una parte creciente de la producción se consumirá dentro de la región. Esta se convertirá, además, en un actor importante en materia de gas, puesto que al desarrollo de los principales descubrimientos off-shore en la costa Este de Mozambique y Tanzania acompañará el aumento de producción en Nigeria y otras partes. Se han creado escenarios y en uno de ellos («African Century Case»), se señalan tres acciones en el sector energético que, acompañadas de más reformas de la gobernanza general, impulsarían la economía subsahariana un 30% adicional en 2040, lo que redundaría en un aumento extra de los ingresos per cápita del valor de una década de crecimiento: Un sector energético mejorado: inversión adicional para reducir a la mitad los apagones eléctricos y lograr el acceso universal a la electricidad en áreas urbanas. Una cooperación regional más intensa: ampliar mercados y liberar una parte más grande del potencial hidroeléctrico del continente. Durante 2014 la Unión Europea ha aprobado la siguiente legislación en materia de energía: Directiva 2014/87/Euratom del Consejo, de 8 de julio de 2014, por la que se modifica la Directiva 2009/71/Euratom, por la que se establece un marco comunitario para la seguridad nuclear de las instalaciones nucleares. Directiva 2014/58/UE, de la Comisión, de 16 de abril de 2014, por la que se establece de conformidad con la Directiva 2007/23/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, un sistema de trazabilidad de los artículos pirotécnicos. Directiva 2014/28/UE del parlamento europeo y del consejo de 26 de febrero de 2014, Relativa a la armonización de las legislaciones de los Estados miembros en materia de comercialización y control de explosivos con fines civiles. Directiva 2014/99/UE de la Comisión, de 21 de octubre de 2014, por la que se modifica, a efectos de su adaptación al progreso técnico, la Directiva 2009/126/CE, relativa a la recuperación de vapores de gasolina de la fase II durante el repostaje de los vehículos de motor en las estaciones de servicio. 15

17 SITUACIÓN Y PERSPECTIVAS INTERNACIONALES Directiva 2014/95/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 22 de octubre de 2014, por la que se modifica la Directiva 2013/34/UE en lo que respecta a la divulgación de información no financiera e información sobre diversidad por parte de determinadas grandes empresas y determinados grupos. Directiva 2014/94/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 22 de octubre de 2014, relativa a la implantación de una infraestructura para los combustibles alternativos Marco energía y clima 2030 Se establece un objetivo indicativo de mejora de la eficiencia energética en al menos en un 27 % en 2030 con respecto a las previsiones de consumo energético futuro sobre la base de los criterios actuales. La Comisión Europea tomará medidas urgentes para alcanzar un objetivo mínimo del 10 % de las interconexiones de electricidad existentes con carácter de urgencia y a más tardar en 2020, al menos para los Estados miembros que no hayan logrado un nivel mínimo de integración en el mercado interior de la energía Estados Bálticos, Portugal y España) y con la finalidad de alcanzar un objetivo del 15 % en Uno de los hitos más relevantes de la política energética europea durante 2014 ha sido la aprobación del «Marco de actuación en materia de Clima y Energía hasta el año 2030», acordado durante el Consejo Europeo de octubre de Este acuerdo, que deberá aplicarse en la UE a partir de 2021, incluye los siguientes objetivos de política energética europea para 2030: Reducir obligatoriamente las emisiones de gases de efecto invernadero de la Unión por lo menos en un 40 % para 2030 con respecto a los valores de La cuota de energías renovables dentro del consumo total de energía de la UE en 2030 será como mínimo del 27 %. Este objetivo será vinculante a escala de la UE y se cumplirá mediante contribuciones particulares de cada Estado miembro, a determinar mediante planes nacionales de gobernanza que deberán pactarse con la Comisión Europea. Ambos objetivos de interconexión se alcanzarán mediante la ejecución de proyectos de interés común. En los casos en que la ejecución de estos proyectos no sea suficiente para alcanzar el objetivo del 10 %, se definirán nuevos proyectos, que se añadirán con carácter prioritario a la lista de proyectos de interés común en la próxima revisión de esta y que se ejecutarán con rapidez. Estos proyectos deberán ser cofinanciados por la UE. Se renovará el instrumento NER300 vigente, también para la captura y el almacenamiento de carbono y para las fuentes de energía renovables, ampliando su ámbito de aplicación a la innovación hipocarbónica en los sectores industriales e incrementando su dotación inicial a 400 millones de derechos de emisión (NER400). Se señala el compromiso del Consejo Europeo para construir a partir de 2015 una Unión de 16

18 SITUACIÓN Y PERSPECTIVAS INTERNACIONALES la Energía que permita garantizar una energía asequible, segura y sostenible, tal y como se expone en la Agenda Estratégica, y evaluará regularmente los progresos realizados hacia la consecución de dicho objetivo Actuaciones del Consejo Europeo alcanzar un mercado interior de la energía que funcione plenamente y esté plenamente conectado. Por ello, el Consejo Europeo ha pedido reiteradamente durante este año impulsar las interconexiones eléctricas y gasistas necesarias para mejorar el nivel de interconexión entre los Estados miembros. Los acuerdos políticos que se han alcanzado en esta materia son los siguientes: El Consejo Europeo estableció en 2011 la importancia de contar con un mercado interior de la energía y señaló como plazo para su completa realización el final de 2014, además de establecer que a partir de 2015 ningún Estado miembro de la UE debía quedar aislado de las redes europeas del gas y la electricidad. Para hacer balance de la situación, la Comisión Europea publicó el 13 de octubre de 2014 la Comunicación «Pasos adelante en la realización del mercado interior de la energía». En esta Comunicación se destacan algunos de los logros alcanzados hasta entonces con el mercado interior: la posibilidad de una descarbonización rentable de los sistemas energéticos europeos, la garantía para el abastecimiento energético de la UE y la mayor competitividad de los mercados, gracias a precios competitivos y reducción de los costes del sistema. Sin embargo, al reconocer que no se ha alcanzado el mercado interior en la fecha señalada, la Comisión indica la necesidad de tomar medidas adicionales para completarlo: necesidad de continuar invirtiendo en las redes en el futuro, así como la necesidad de establecer unas normas sólidas, sencillas y transparentes para su funcionamiento. Durante 2014 se ha puesto de manifiesto la necesidad de intensificar las medidas que permitan El Consejo Europeo de marzo 2014 recordó el compromiso asumido por la UE de completar el mercado interior de la energía antes del final de 2014, así como el establecimiento de las interconexiones de gas y electricidad que permitan poner fin al aislamiento de ciertos Estados miembros en 2015 a más tardar. Dado que estos objetivos estaban lejos de ser alcanzados, este Consejo Europeo pidió intensificar los esfuerzos en este ámbito, en particular en lo que se refiere a la rápida ejecución de todas las medidas destinadas a cumplir el objetivo de interconexión de al menos el 10 % de la capacidad instalada de producción eléctrica para todos los Estados miembros. Para ello, el Consejo Europeo invitó a la Comisión a proponer antes de junio de 2014 objetivos específicos de interconexión que deban alcanzarse en 2030, con objeto de que pueda tomarse una decisión en octubre de 2014 a más tardar. Además, se instó a prestar especial atención a la mejora de las interconexiones con las partes más remotas y/o peor conectadas del mercado único, en particular mejorando y creando flujos inversos, y a la integración de los Estados miembros en las redes continentales europeas. El Consejo Europeo de Octubre de 2014 alcanzó tres compromisos concretos en materia de interconexiones energéticas: 17

19 SITUACIÓN Y PERSPECTIVAS INTERNACIONALES Estableció, por primera vez, una relación entre el nivel de interconexión eléctrica de cada Estado miembro y su obligación de contribuir al objetivo global de renovables en la UE, que es del 27% para Este objetivo será vinculante a escala de la UE, pero se cumplirá mediante contribuciones de los Estados miembros teniendo en cuenta su respectivo grado de integración en el mercado interior de la energía: el Consejo subraya así que la integración de niveles cada vez mayores de energías renovables intermitentes en la UE requiere un mercado interior de la energía más interconectado y mecanismos de respaldo adecuados, que deben coordinarse según sea necesario a nivel regional. En segundo lugar, señaló que es preciso movilizar todos los medios para alcanzar el objetivo del 10% con urgencia y a más tardar en 2020, al menos para los Estados miembros que no hayan logrado un nivel mínimo de integración en el mercado interior de la energía, que son los Estados Bálticos, Portugal y España. Finalmente, el Consejo Europeo incluyó un nuevo objetivo mínimo del 15% de interconexiones eléctricas para 2030, además de la necesidad de tomar medidas urgentes en los Estados miembros que no hayan logrado un nivel mínimo de integración en el mercado interior de la energía (Estados Bálticos, Portugal y España) para alcanzar el objetivo mínimo del 10 % en Estos compromisos políticos en materia de interconexiones deberán materializarse mediante medidas y proyectos concretos a partir de Seguridad energética Otros de los asuntos destacados durante 2014 ha sido el problema de la seguridad energética dentro la UE derivado de la crisis de Ucrania y de la enorme dependencia que la mayoría de Estados miembros tienen del gas procedente de Rusia. Esta circunstancia propició que la Comisión Europea publicara el 28 de mayo una «Estrategia Europea de Seguridad Energética», en la que analiza la situación de la UE y se proponen las siguientes medidas para reforzar la seguridad energética: Fortalecer los mecanismos de emergencia/solidaridad, incluyendo evaluaciones coordinadas de riesgo y planes de contingencia. protección de infraestructuras estratégicas. Moderar la demanda energética. Construir un mercado interno plenamente integrado que funcione bien. Incrementar la producción de energía en la unión europea. Desarrollo adicional de las tecnologías energéticas. Diversificar suministradores externos e infraestructuras relacionadas. 18

20 SITUACIÓN Y PERSPECTIVAS INTERNACIONALES Mejorar la coordinación de las políticas energéticas nacionales y hablar con una sola voz en la política energética exterior. Posteriormente, el Consejo Europeo de Junio de 2014 instó a incrementar los esfuerzos encaminados a reducir la elevada dependencia energética de Europa y a aplicar con la máxima urgencia medidas adecuadas para fortalecer la resiliencia de Europa y aumentar su seguridad energética a corto plazo, en particular, las siguientes: do del gas; en particular, es necesario poner en marcha una «prueba de resistencia» para evaluar la capacidad de reacción del sistema de gas europeo frente a trastornos graves del suministro de gas a la UE el próximo invierno. Comprometerse con los socios internacionales a reducir el riesgo de interrupción del suministro de energía. Mejorar la eficiencia energética. Reforzar los mecanismos de emergencia y solidaridad existentes, incluidas las infraestructuras de almacenamiento de gas y de emergencia, así como los flujos inversos, con el fin de abordar tal riesgo primordialmente en los Estados miembros más vulnerables. Necesidad de mayor integración del mercado europeo de la energía con arreglo a un enfoque regional. Además, es preciso aumentar la interconectividad y reforzar las infraestructuras que faltan para poner fin a todo aislamiento de Estados miembros respecto de las redes de gas y electricidad de aquí a En cumplimiento del mandato del Consejo Europeo de hacer una prueba de resistencia del sistema gasista europeo, la Comisión publicó en octubre de 2014 una Comunicación dirigida al Parlamento Europeo y al Consejo sobre la «Capacidad de reacción a corto plazo del sistema de gas europeo. Preparación ante posibles perturbaciones en el suministro de gas procedente del Este durante el otoño y el invierno de ». En este documento se recogen los resultados aportados por las autoridades nacionales en los informes presentados a la Comisión entre agosto y septiembre de 2014, así como las recomendaciones que propone la Comisión tras su análisis: Proseguir las pertinentes inversiones en infraestructuras energéticas, incluidas aquellas en las que participan terceros países, respetando plenamente todas las normas de la UE en materia de mercado interior y de competencia, cuyo cumplimiento ha de controlarse con coherencia. i. Hacer que el mercado funciones a corto plazo: Aumentando al máximo la capacidad de los interconectores; Eliminando o reduciendo las restricciones al comercio transfronterizo; Optimizar el uso de las instalaciones de almacenamiento; Garantizando la ejecución oportuna de los proyectos de infraestructuras. Alcanzar un mayor desarrollo de la producción nacional y una mayor transparencia del merca- ii. Definir claramente cuándo el mercado deja de funcionar y cuándo se necesitan medidas de 19

21 SITUACIÓN Y PERSPECTIVAS INTERNACIONALES emergencia: Aplicando el Reglamento sobre la seguridad del suministro de gas; Para los países que tienen normas de incremento de suministro, aplicando medidas para reducirlo temporalmente en caso de emergencia; Aumentando el potencial de sustitución de combustibles; Aplicando a corto plazo medidas de eficiencia energética y de moderación de la demanda; Especificando la función de los gestores de redes de transporte en situaciones de emergencia. iii. Coordinar y cooperar en la planificación de emergencias y en las posibles intervenciones: Necesidad de desarrollar más la cooperación regional en materia de seguridad del suministro de gas; Necesidad de más transparencia; Papel de la Comisión de ejercer una supervisión constante y utilización del Grupo de Coordinación del Gas; Cooperación con países de fuera de la UE. iv. Medidas a medio plazo (para el final de 2015): Aplicar las normas del mercado interior de la energía entre los Estados miembros de la UE y de la Comunidad de la Energía; Acelerar la puesta en servicio y de la ejecución de proyectos clave de interés común o proyectos de interés de la Comunidad de la Energía; Reevaluar las exenciones de flujo inverso físico; Sustituir combustibles a través de la calefacción urbana y la cogeneración; Reducir la demanda de calor en la industria y en la transformación de energía. 20

22 2. DEMANDA DE ENERGÍA EN ESPAÑA

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24 DEMANDA DE ENERGÍA EN ESPAÑA 2.1 DEMANDA DE ENERGIA FINAL El consumo de energía final en España durante 2014, incluyendo el consumo para usos no energéticos fue de Kilotoneladas equivalentes de petróleo (Ktep), un 2,7% inferior al de Esta evolución se ha debido a la situación económica y a la estructura de sectores consumidores, ya que se han dado similares condiciones climáticas y de laboralidad entre los dos años. Por sectores, tras la recuperación del año 2010, continúa la tendencia del descenso de la demanda energética en la industria de los últimos años, al bajar su actividad. En los sectores residencial y terciario, la demanda ha bajado por la menor actividad en servicios, dado que no ha habido influencia significativa en las condiciones climáticas. La demanda en el transporte ha aumentado, cam- biando así la tendencia que se venía registrando desde La demanda final de energía eléctrica ha bajado un 1,9% en 2014 respecto al año anterior, donde ha sido determinante la menor actividad económica y las diferencias estructurales del consumo. En relación con los combustibles, hay que destacar el la disminución de un 3,7% en el consumo final de gas. El consumo de productos petrolíferos continúa bajando, un 2,7% respecto al El consumo de energías renovables se mantiene en cifras similares a las del año anterior. En el cuadro 2.1 se indica el consumo de energía final en los dos últimos años y la tasa de variación producida por tipos de energía, así como su estructura (gráfico 2.1). En los siguientes capítulos de este Informe se detalla la evolución del consumo de cada tipo de energía. Cuadro 2.1. CONSUMO DE ENERGIA FINAL (ktep) Tasa de variación % Carbón ,7 Gases Derivados del Carbón ,9 P. Petrolíferos ,2 Gas ,2 Electricidad ,9 Energías renovables ,0 Total usos energéticos ,1 Usos no energéticos: Carbón 0 42 Prod. Petrolíferos ,6 Gas natural ,7 Total usos finales ,7 Fuente: SEE. 23

25 DEMANDA DE ENERGÍA EN ESPAÑA Gráfico 2.1 Consumo de energía final en 2014 Energías renovables 6,3% Carbón 1,6% Gases Derivados del Carbón 0,3% Electricidad 23,4% Gas 17,6% P. Petrolíferos 50,8% Fuente: SEE Cuadro 2.2. CONSUMO DE ENERGIA PRIMARIA (ktep) Tasa de variación % Carbón ,1 Petróleo ,1 Gas natural ,3 Nuclear ,0 Hidráulica ,3 Eólica, Solar y Geotérmica ,9 Biomasa, biocarb. y resid. renovables ,5 Residuos no renovables ,4 Saldo imp-exp electricidad ,5 TOTAL ,7 Fuente: SEE. Cuadro 2.3. PRODUCCION INTERIOR DE ENERGIA PRIMARIA (ktep) Tasa de variación % Carbón ,5 Petroleo ,1 Gas Natural ,2 Nuclear ,0 Hidraúlica ,3 Eólica, solar y geotérmica ,9 Biomasa, biocarburantes y residuos ,6 TOTAL ,3 Fuente: SEE. 24

26 DEMANDA DE ENERGÍA EN ESPAÑA Intensidad energética final 2.2 DEMANDA DE ENERGIA PRIMARIA El cuadro 2.4 recoge la evolución de la intensidad energética, expresada como consumo de energía final por unidad de PIB, desde el año En 2014 bajó un 4%, continuando así la tendencia de mejora observada desde 2004 (gráfico 2.5). Cuadro 2.4. Intensidad energética final Energía final/pib tep/millón 2005 Energía final/pib %variación anual ,8 1,6% ,0 1,1% ,4 1,4% ,1 2,3% ,6 0,5% ,6 0,9% ,2 6,3% ,2 0,9% ,4 4,4% ,7 3,6% ,3 1,6% ,3 3,0% ,4 2,9% ,1 2,4% ,4 4,0% Nota: incluidos usos energéticos y no energéticos. Fuente: SEE Gráfico 2.2 Consumo de energía primaria en 2014 (sin incluir saldo eléctrico) Eólica, Solar y Geotérmica 6,4% Hidráulica 2,8% Nuclear 12,6% Gas natural 19,9% Biomasa, biocarb. y resid. renovables 5,3% Carbón 10,1% Petróleo 42,7% El consumo de energía primaria en España en 2014 fue de Ktep (cuadro 2.2 y gráfico 2.2), con descenso del 1,7% sobre el de Esta demanda se obtiene como resultado de sumar al consumo de energía final, los consumos en los sectores energéticos (consumos propios y consumos en transformación, especialmente en generación eléctrica y refinerías de petróleo) y las pérdidas. En el descenso registrado en 2014, inferior al de la energía final, ha tenido relevancia el cambio de estructura de la generación eléctrica. En concreto, en 2014 subió la generación con carbón y disminuyó la de gas natural. Por fuentes de energía primaria, cabe destacar en 2014: El consumo total de carbón fue de Ktep, con un incremento del 5,1% sobre el de 2013, Gráfico 2.3 Producción interior de energía primaria en 2014 Biomasa, biocarburantes y residuos 17,3% Eólica, solar y geotérmica 22,7% Carbón 4,7% Petroleo 0,9% Gas Natural 0,1% Nuclear 44,4% Fuente: SEE Hidraúlica 10,0% Fuente: SEE 25

27 DEMANDA DE ENERGÍA EN ESPAÑA debido fundamentalmente a la mayor generación eléctrica con este combustible. El consumo total de petróleo fue de Ktep, con descenso del 1,1% respecto al del año anterior, similar al descenso de los consumos finales de productos petrolíferos, dado que el consumo en generación eléctrica tiene una cuantía poco significativa sobre el total. La demanda total de gas natural fue de Ktep con un descenso del 9,3% respecto a 2013, alcanzando su peso en el consumo total de energía un 20,02%. Este descenso, a pesar del ligero aumento de usos finales, se debe al menor consumo en generación eléctrica debido a la evolución de la demanda eléctrica y al cambio indicado en la estructura de generación. La aportación de las energías renovables, incluyendo la hidráulica, sigue creciendo, continuando con la tendencia de los años anteriores, si bien el incremento no es tan acusado. Esta aportación se debe a la generación hidroeléctrica, eólica y solar. La energía hidroeléctrica en 2014 fue un 6,3% superior a la de 2013, manteniendo así niveles medios ya alcanzados en el año anterior, tras los años 2011 y 2012 muy secos. La producción de energía eléctrica de origen nuclear aumentó un 1% en En el cuadro 2.5 y gráfico 2.6 se recogen la evolución del consumo de energía primaria por unidad de PIB desde el año Este indicador de Cuadro 2.5. Intensidad energética primaria. E. Primaria/PIB tep/millón 2005 Energía primaria/pib %variación anual ,9 0,2% ,1 1,1% ,4 0,2% ,0 0,4% ,1 1,3% ,5 1,6% ,1 4,0% ,5 1,7% ,8 4,5% ,8 4,9% ,8 0,0% ,5 0,2% ,6 1,5% ,7 5,7% ,7 3,1% Fuente: SEE intensidad energética sufre más oscilaciones que el de energía final por unidad de PIB antes citado, al no depender únicamente de la actividad económica sino también de la hidraulicidad y eolicidad del año. En 2014 bajó el 3,1%, recuperando la tendencia de descenso de este ratio. La intensidad energética final se redujo en un 4% respecto a la de 2013 debido a la estructura de generación eléctrica. 2.3 PRODUCCION INTERIOR DE ENERGIA PRIMARIA Y GRADO DE AUTOABASTECIMIENTO Como se indica en el cuadro 2.3 y gráfico 2.3, la producción interior de energía primaria en 2014 fue de Ktep, un 2,3% inferior a la del año anterior, debido principalmente a que la disminución 26

28 DEMANDA DE ENERGÍA EN ESPAÑA 85,0% Gráfico 2.4 Evolución de la dependencia energética (Metodología Eurostat) 80,0% 75,0% 70,0% 65,0% 60,0% Fuente: SEE. 130 Gráfico 2.5 Intensidad energética final 120 tep EF/millón Fuente: SEE. 170 Gráfico 2.6 Intensidad energética primaria 160 tep EP/millón Fuente: SEE. 27

29 DEMANDA DE ENERGÍA EN ESPAÑA en biomasa y carbón fueron superiores a los incrementos en nuclear, hidroeléctrica, eólica y solar. de energía nuclear aumentó un 1%, y la de otras energías renovables subió en conjunto. La producción de carbón, expresada en miles de toneladas equivalentes de petróleo, bajó un 10,5%. La producción de petróleo y gas continúa manteniéndose en niveles muy bajos con respecto al consumo. Como se ha indicado, la producción de energía hidroeléctrica subió un 6,3%, la Empleando la metodología Eurostat para medir el indicador de dependencia energética, se observa en el gráfico 2.4 que se rompe la tendencia de mejora continua que venía produciéndose desde 2008, y que en 2013 se situaba en el 70,3%, alcanzando para el año 2014 un valor de 73,2%. 28

30 3. SECTOR ELÉCTRICO

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32 SECTOR ELÉCTRICO En este capítulo se incluyen los datos de los balances eléctricos oficiales, que también se publican de forma separada en la Estadística de la Industria de Energía Eléctrica, que figura en la página web del MINETUR. En estos Balances se aplica la Metodología oficial exigida por la AIE y Eurostat. También se incluye información sobre precios y las principales disposiciones regulatorias aprobadas en el año. 3.1 DEMANDA ELÉCTRICA La demanda final de energía eléctrica en 2014 fue de GWh, con descenso del 1,9% respecto a la del año anterior (Cuadro 3.1). En el sistema peninsular, la demanda final fue de GWh, un 2% inferior a la del año anterior; la producción neta de generadores, incluyendo autoconsumos, disminuyó un 3%. En los sistemas no peninsulares, la demanda final fue un 0,3% inferior a la del año anterior, desglosándose en menores consumos en Baleares, 2,2%, en Canarias, 0,8%, y en Ceuta y Melilla 1,3%. Estas tasas de variación son debidas a la evolución de la actividad económica, en particular de la industria, dado que han tenido poca influencia las diferencias de laboralidad y temperaturas entre los dos años. La demanda final, las pérdidas en transporte y distribución y el consumo de los sectores transformadores de la energía, aparece desglosada en los cuadros 3.2 y 3.3. Cuadro 3.1 CONSUMO FINAL NACIONAL DE ELECTRICIDAD. (Unidad: GWh) / Sistema peninsular ,0% 2. Sistema extrapeninsular ,3% Consumo final en Baleares ,2% Consumo final en Canarias ,8% Consumo final en Ceuta y Melilla ,3% Consumo final total nacional ,9% Emisiones de CO2 sobre consumo final de electricidad (Kt CO2/GWh) 0,305 Fuente: R.E.E. y MINETUR.SEE Cuadro 3.2 CONSUMO FINAL DE ELECTRICIDAD PENINSULAR (Unidad: GWh) /2013 Producción neta (incluye autoconsumos) % Consumos en bombeo % Importacion-exportacion % Enlace Península-Baleares % Pérdidas en transporte y distribución % Consumo final de electricidad peninsular % Fuente: R.E.E. y MINETUR.SEE 31